JPH08265979A - External reactance estimator for power system - Google Patents
External reactance estimator for power systemInfo
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は、制御対象発電所から主
電力系統を見たときの外部リアクタンスを推定し、系統
安定化装置に出力する外部リアクタンス推定装置に関す
る。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an external reactance estimating device for estimating an external reactance when a main power system is viewed from a controlled power plant and outputting it to a system stabilizing device.
【０００２】[0002]
【従来の技術】電力系統の大規模化や複雑化に伴い、電
力系統の安定度を確保していくことは、電力の安定供給
の面からますます重要になってきている。そこで、系統
事故時に発生する電力動揺により多くの発電機が脱調す
る現象を防ぐために、一部の発電機を高速に解列するこ
とにより電力系統を安定化する系統安定化方式が適用さ
れている。2. Description of the Related Art As the power system becomes larger and more complex, it is becoming more and more important to ensure the stability of the power system in terms of stable power supply. Therefore, in order to prevent a phenomenon in which many generators are out of step due to power fluctuations that occur during a grid fault, a grid stabilization method that stabilizes the power grid by disconnecting some of the generators at high speed is applied. There is.
【０００３】系統安定化方式にはいろいろな方式が適用
されているが、その一つとして、例えば公知文献（電気
学会論文誌Ｂ、１１２巻７号「電源系統の事故波及防止
システムの方式と構成」平成４年７月号）に示されるよ
うに、発電機が集中し、負荷の中心点から遠隔地にある
電源向けに適用される系統安定化方式がある。この系統
安定化方式を図８の電力系統を参照して説明する。Various systems have been applied to the system stabilizing system. One of them is, for example, a known document (Journal of the Institute of Electrical Engineers of Japan B, Vol. 112, No. 7 "system and configuration of a power supply system accident spread prevention system"). As shown in the July 1992 issue), there is a system stabilization method that is applied to power sources that are located far from the center point of the load, where the generators are concentrated. This system stabilizing method will be described with reference to the power system shown in FIG.
【０００４】図８は、このような系統安定化方式の適用
対象となる電力系統の説明図である。制御対象発電所１
は、負荷の中心点から遠隔地に設けられ、複数台の発電
機２ａ〜２ｎが集中している大容量発電所である。各々
の発電機２ａ〜２ｎは制御対象発電所１の高圧母線３で
接続され、電源線４ａ、４ｂを介して主電力系統５に並
入している。FIG. 8 is an explanatory diagram of a power system to which such a system stabilizing method is applied. Controlled power plant 1
Is a large-capacity power plant that is provided at a remote location from the center point of the load and in which a plurality of generators 2a to 2n are concentrated. The respective generators 2a to 2n are connected by the high voltage bus bar 3 of the controlled power plant 1 and are connected in parallel to the main power system 5 via the power supply lines 4a and 4b.
【０００５】図８の電力系統に対して、制御対象発電所
１の近傍で事故が発生した場合を考えると、制御対象発
電所１内の発電機群と主電力系統５内の残りの発電機群
との動揺は、図９に示す系統モデルで表現することがで
きる。すなわち、制御対象発電機１の近傍での事故の場
合、主電力系統５内の発電機群は、コヒーレントすなわ
ち全く同一の様相に動揺するので、これらの発電機を等
価一機に縮約し、図９に示すように主系統Ｇ１として表
現することができる。また、制御対象発電所１内の発電
機群もコヒーレントに動揺するので、それらを等価発電
機Ｇ２（以下制御対象Ｇ２という）で表現することがで
きる。Considering the case where an accident occurs in the vicinity of the controlled power plant 1 in the power system of FIG. 8, a generator group in the controlled power plant 1 and the remaining generators in the main power system 5 are considered. The sway with the group can be expressed by a system model shown in FIG. That is, in the case of an accident in the vicinity of the controlled generator 1, the generators in the main power system 5 are coherent, that is, they sway in exactly the same manner, so these generators are reduced to an equivalent one, It can be expressed as a main system G1 as shown in FIG. Further, since the generator group in the controlled power plant 1 also coherently sways, they can be represented by an equivalent generator G2 (hereinafter referred to as a controlled target G2).
【０００６】図９において、Ｖは制御対象Ｇ２の高圧母
線電圧、Ｉは電源線４の電流、Ｐは電源線４の有効電
力、Ｑは電源線４の無効電力、Ｖｇは制御対象Ｇ２の内
部電圧、Ｖｓは主系統Ｇ１の内部電圧、δｇは制御対象
Ｇ２の高圧母線電圧Ｖを位相基準としたときの制御対象
Ｇ２の内部電圧Ｖｇの位相角、δｓは制御対象Ｇ２の高
圧母線電圧Ｖを位相基準としたときの主系統Ｇ１の内部
電圧Ｖｓの位相角である。また、Ｘｇは制御対象Ｇ２の
昇圧トランスのリアクタンスと内部リアクタンスとを加
えたもの、Ｘｓは制御対象Ｇ２の高圧母線から主電力系
統を見たときの駆動点リアクタンス（以下外部リアクタ
ンスという）である。In FIG. 9, V is the high-voltage bus voltage of the control target G2, I is the current of the power supply line 4, P is the active power of the power supply line 4, Q is the reactive power of the power supply line 4, and Vg is the inside of the control target G2. The voltage, Vs is the internal voltage of the main system G1, δg is the phase angle of the internal voltage Vg of the controlled object G2 when the high voltage bus voltage V of the controlled object G2 is the phase reference, and δs is the high voltage bus voltage V of the controlled object G2. It is the phase angle of the internal voltage Vs of the main system G1 when the phase reference is used. Further, Xg is the sum of the reactance of the step-up transformer of the control target G2 and the internal reactance, and Xs is the driving point reactance when the main power system is viewed from the high voltage bus of the control target G2 (hereinafter referred to as the external reactance).
【０００７】電力系統が図９のように表現できれば、制
御対象Ｇ２の位相角δｇ及び主系統Ｇ１の位相角δｓ
は、制御対象発電機１内の発電機群の発電機電流Ｉ、制
御対象発電所１の高圧母線電圧Ｖを用いて、以下の
（１）式、（２）式から算出できる。If the power system can be expressed as shown in FIG. 9, the phase angle δg of the controlled object G2 and the phase angle δs of the main system G1.
Can be calculated from the following equations (1) and (2) using the generator current I of the generator group in the controlled generator 1 and the high voltage bus voltage V of the controlled power station 1.
【数式３】 [Formula 3]
【０００８】この系統安定化方式では、（１）式、
（２）式で求めた位相角δｇ及び位相角δｓを用いて、
将来２００から３００ｍｓｅｃ先の両者の相対位相角差
を予測演算し、その変化傾向と大きさにより制御対象Ｇ
２の安定度を判定し、不安定と判定された場合は、解列
すべき発電機を決定し制御する。In this system stabilizing system, equation (1)
Using the phase angle δg and the phase angle δs obtained by the equation (2),
In the future, the relative phase angle difference of both 200 to 300 msec ahead is predicted and calculated, and the control target G
If the stability of 2 is determined and it is determined to be unstable, the generator to be disconnected is determined and controlled.
【０００９】[0009]
【発明が解決しようとする課題】ところが、上記（１）
式、（２）式から位相角δｇや位相角δｓを求めるため
には、高圧母線電圧Ｖや電源線４の電流Ｉの計測値の
他、ＸｇやＸｓのリアクタンス値が必要となる。Ｘｇは
制御対象Ｇ２の昇圧トランスのリアクタンスと内部リア
クタンスを加えたものであり、制御対象発電所１内の発
電機群の並列解列状態を検出すれば、予め設定されてい
る発電機定数を用いて簡単に計算することができる。However, the above (1)
In order to obtain the phase angle δg and the phase angle δs from the equations (2), the reactance values of Xg and Xs are necessary in addition to the measured values of the high voltage bus voltage V and the current I of the power supply line 4. Xg is the reactance of the step-up transformer of the control target G2 plus the internal reactance. If the parallel disconnection state of the generator group in the control target power plant 1 is detected, the preset generator constant is used. And can be calculated easily.
【００１０】これに対して、Ｘｓは制御対象Ｇ２の高圧
母線から主電力系統５を見たときの外部リアクタンスで
あり、電源線４の開閉状態、主電力系統５側の発電機の
並列解列状態などにより変化する。したがって、制御対
象発電所１で検出できる開閉器の開閉状態だけでは精度
の高いＸｓを得ることができない。換言すれば、前述の
公知文献で提案されている系統安定化方式を実現するた
めには、制御対象発電所１から主電力系統５を見たとき
の外部リアクタンスＸｓを推定する機能が必要になって
くる。このように、電源系統の安定化方式を実現するた
めには、制御対象発電所１から主電力系統５を見たとき
の外部リアクタンスを推定する機能が必要となる。On the other hand, Xs is an external reactance when the main power system 5 is viewed from the high voltage bus of the controlled object G2, and the open / closed state of the power supply line 4 and the parallel disconnection of the generators on the main power system 5 side. It changes depending on the condition. Therefore, highly accurate Xs cannot be obtained only by the open / closed state of the switch which can be detected at the controlled power plant 1. In other words, the function of estimating the external reactance Xs when the main power system 5 is viewed from the controlled power plant 1 is required to realize the system stabilization method proposed in the above-mentioned publicly known document. Come on. As described above, in order to realize the stabilization method of the power supply system, a function of estimating the external reactance when the main power system 5 is viewed from the controlled power plant 1 is required.
【００１１】本発明の目的は、制御対象発電所で検出で
きる状態量により、系統安定化装置に必要な外部リアク
タンスをオンラインで推定するための電力系統の外部リ
アクタンス推定装置を得ることである。An object of the present invention is to obtain an external reactance estimating device for a power system for online estimating the external reactance required for the system stabilizing device based on the state quantity that can be detected at the controlled power plant.
【００１２】[0012]
【課題を解決するための手段】請求項１の発明は、制御
対象発電所の高圧母線の電圧と制御対象発電所の電源線
の有効電力及び無効電力を一定周期で読み込み時系列デ
ータとして記憶するための状態量記憶手段と、この状態
量記憶手段に記憶された時系列データに基づいて電力系
統に発生した事故が除去されたことを検出する事故除去
検出手段と、この事故除去検出手段が事故の除去を検出
したときはその事故除去時点以降の時系列データに基づ
いて外部リアクタンスを算出する演算手段とを備えてい
る。According to a first aspect of the present invention, the voltage of the high voltage bus bar of the controlled power plant and the active power and reactive power of the power line of the controlled power plant are read at a constant cycle and stored as time series data. State quantity storage means, an accident removal detection means for detecting that an accident that has occurred in the power system is removed based on the time series data stored in the state quantity storage means, and the accident removal detection means When the removal of is detected, the calculating means for calculating the external reactance is provided based on the time series data after the accident removal.
【００１３】請求項２の発明では、演算手段は、時系列
データである制御対象発電所の高圧母線の電圧をＶ、制
御対象発電所の電源線の有効電力をＰ、制御対象発電所
の電源線の無効電力をＱとし、外部リアクタンス背後電
圧の仮定値をＶｓａとしたとき、下記（３）式で外部リ
アクタンスを算出する。According to the second aspect of the present invention, the calculating means is the time-series data, the voltage of the high voltage bus of the controlled power plant is V, the active power of the power line of the controlled power plant is P, and the power source of the controlled power plant. When the reactive power of the line is Q and the assumed value of the external reactance back voltage is Vsa, the external reactance is calculated by the following equation (3).
【数式４】 [Formula 4]
【００１４】請求項３の発明では、時系列データとし
て、事故除去直後の制御対象発電所の高圧母線の電圧
Ｖ、制御対象発電所の電源線の有効電力Ｐ、制御対象発
電所の電源線の無効電力Ｑを用いて、請求項２の式で外
部リアクタンスを算出する。According to the invention of claim 3, as the time series data, the voltage V of the high voltage bus bar of the controlled power plant immediately after the accident elimination, the effective power P of the power supply line of the controlled power plant, and the power line of the controlled power plant. Using the reactive power Q, the external reactance is calculated by the formula of claim 2.
【００１５】また、請求項４の発明では、時系列データ
として、事故除去以降の各々の読み込み時点で読み込ま
れた事故除去直後の制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖ
ｉ、制御対象発電所の電源線の有効電力Ｐｉ、制御対象
発電所の電源線の無効電力Ｑｉを用い、請求項２の式で
各々の時点での外部リアクタンスＸｓｉを算出し、それ
らの平均値を外部リアクタンスとして算出するようにし
ている。Further, in the invention of claim 4, as the time series data, the voltage V of the high voltage bus bar of the controlled power plant immediately after the accident removal, which is read at each reading time after the accident removal, is performed.
i, the active power Pi of the power line of the controlled power plant, and the reactive power Qi of the power line of the controlled power plant are used to calculate the external reactance Xsi at each time point by the formula of claim 2, and the average value thereof is calculated. Is calculated as the external reactance.
【００１６】請求項５の発明では、時系列データとし
て、事故除去以降の各々の読み込み時点で読み込まれた
制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖｉ、制御対象発電所
の電源線の有効電力Ｐｉ、制御対象発電所の電源線の無
効電力Ｑｉを用い、最小２乗法により下記（４）式の誤
差関数を最小とする外部リアクタンスＸｓとその背後電
圧Ｖｓとを算出する。According to the fifth aspect of the present invention, as the time-series data, the voltage Vi of the high voltage bus bar of the controlled power plant read at each reading time after the accident elimination, the active power Pi of the power line of the controlled power plant, Using the reactive power Qi of the power supply line of the controlled power plant, the external reactance Xs that minimizes the error function of the following equation (4) and the background voltage Vs thereof are calculated by the method of least squares.
【数式５】 [Formula 5]
【００１７】請求項６の発明では、請求項２乃至請求項
４で求めた外部リアクタンスＸｓを初期値として、請求
項５の式で最小２乗法により外部リアクタンスＸｓとそ
の背後電圧Ｖｓとを算出する。According to the invention of claim 6, the external reactance Xs and the voltage Vs behind it are calculated by the method of least squares in the formula of claim 5, with the external reactance Xs obtained in claims 2 to 4 as an initial value. .
【００１８】[0018]
【作用】本発明の電力系統外部リアクタンス推定装置で
は、複数台の発電機が集中した制御対象発電所の高圧母
線の電圧と制御対象発電所の電源線の有効電力及び無効
電力を、一定周期で読み込み時系列データとして状態量
記憶手段に記憶し、この状態量記憶手段に記憶された時
系列データに基づいて、事故除去検出手段は電力系統に
発生した事故が除去されたことを検出し、その事故の除
去が検出されたときは、演算手段はその事故除去時点以
降の時系列データに基づいて、外部リアクタンスを算出
する。そして、電力系統の安定化を図るための系統安定
化装置に、その算出した外部リアクタンスを出力する。In the power system external reactance estimating apparatus of the present invention, the voltage of the high voltage bus bar of the controlled power plant in which a plurality of generators are concentrated and the active power and the reactive power of the power line of the controlled power plant are determined at regular intervals. It is stored in the state quantity storage means as read time series data, and based on the time series data stored in the state quantity storage means, the accident removal detection means detects that the accident that has occurred in the power system has been removed, and When the removal of the accident is detected, the calculation means calculates the external reactance based on the time series data after the accident removal. Then, the calculated external reactance is output to the system stabilizing device for stabilizing the power system.
【００１９】また、演算手段は、時系列データに基づい
て、外部リアクタンス背後電圧Ｖｓの仮定値をＶｓａと
したＶｓ固定方式の（３）式で外部リアクタンスを算出
する。その場合の時系列データとして、事故除去以降、
例えば事故除去直後の制御対象発電所の高圧母線の電圧
Ｖ、制御対象発電所の電源線の有効電力Ｐ、制御対象発
電所の電源線の無効電力Ｑを用いる。又は、事故除去以
降の各々の読み込み時点で読み込まれた事故除去直後の
制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖｉ、制御対象発電所
の電源線の有効電力Ｐｉ、制御対象発電所の電源線の無
効電力Ｑｉを用い、各々の時点での外部リアクタンスＸ
ｓｉを算出し、それらの平均値を外部リアクタンスとし
て算出する。Further, the calculating means calculates the external reactance on the basis of the time series data by the equation (3) of the Vs fixing method in which the assumed value of the external reactance back voltage Vs is Vsa. As the time series data in that case, after the accident elimination,
For example, the voltage V of the high voltage busbar of the control target power plant immediately after the accident removal, the active power P of the power supply line of the control target power plant, and the reactive power Q of the power supply line of the control target power plant are used. Alternatively, the voltage Vi of the high voltage bus bar of the controlled power plant immediately after the accident read, which is read at each reading time point after the accident removal, the active power Pi of the power line of the controlled power plant, and the invalidity of the power line of the controlled power plant. External reactance X at each time using power Qi
si is calculated, and the average value thereof is calculated as the external reactance.
【００２０】一方、演算手段は、最小２乗法により
（４）式の誤差関数を最小とする外部リアクタンスＸｓ
とその背後電圧Ｖｓとを算出する。その場合の時系列デ
ータとして、事故除去以降の各々の読み込み時点で読み
込まれた制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖｉ、制御対
象発電所の電源線の有効電力Ｐｉ、制御対象発電所の電
源線の無効電力Ｑｉを用いる。又は、（３）式で求めた
外部リアクタンスＸｓを初期値として用いる。On the other hand, the calculating means uses the least square method to minimize the external reactance Xs that minimizes the error function of equation (4).
And the voltage Vs behind it are calculated. In that case, as the time-series data, the voltage Vi of the high-voltage bus bar of the controlled power plant, the active power Pi of the power line of the controlled power plant, and the power line of the controlled power plant read at each reading time point after the accident removal. The reactive power Qi of is used. Alternatively, the external reactance Xs obtained by the equation (3) is used as an initial value.
【００２１】[0021]
【実施例】以下、本発明の実施例を説明する。まず、本
発明でのＸｓの推定方法を説明する。本発明でのＸｓの
推定方法は、事故除去後に検出した制御対象発電所１の
高圧母線電圧Ｖと電源線４の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ
に基づいて、制御対象発電所１から主電力系統５を見た
場合の外部リアクタンスＸｓを推定する。Embodiments of the present invention will be described below. First, a method of estimating Xs according to the present invention will be described. The estimation method of Xs in the present invention is performed by detecting the high voltage bus voltage V of the controlled power plant 1 and the active power P and the reactive power Q of the power supply line 4 detected after the accident is removed.
Based on the above, the external reactance Xs when the main power system 5 is viewed from the controlled power plant 1 is estimated.
【００２２】いま、電力系統を図９に示すように２機系
モデルで表現すると、外部リアクタンスＸｓ、その背後
電圧Ｖｓ（主系統Ｇ１の内部電圧Ｖｓ）、制御対象発電
所１の高圧母線電圧Ｖ、その電源線４の有効電力Ｐ及び
無効電力Ｑの間には次の関係式が成り立つ。When the power system is expressed by a two-machine system model as shown in FIG. 9, the external reactance Xs, the voltage Vs behind it (the internal voltage Vs of the main system G1), the high-voltage bus voltage V of the controlled power plant 1 , The following relational expression holds between the active power P and the reactive power Q of the power supply line 4.
【数式６】 [Formula 6]
【００２３】（９）式は、制御対象発電所１の状態量で
ある制御対象発電所１の高圧母線電圧Ｖ、その電源線４
の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑと、外部リアクタンスＸ
ｓ、その背後電圧Ｖｓとの関係を示しており、事故除去
後に検出したこれら状態量Ｖ、Ｐ、Ｑを用いて（９）式
を解くことにより、系統安定化装置に必要な事故除去後
の外部リアクタンスＸｓを求めることができる。Equation (9) is the high-voltage bus voltage V of the controlled power plant 1, which is the state quantity of the controlled power plant 1, and its power supply line 4.
Active power P and reactive power Q and external reactance X of
s and the background voltage Vs thereof are shown, and by solving equation (9) using these state quantities V, P, and Q detected after the accident is eliminated, the accident The external reactance Xs can be obtained.
【００２４】以下、具体的な計算方法として、Ｖｓを仮
定しＸｓを求めるＶｓ固定方式と、Ｘｓ、Ｖｓを同時に
求める最小２乗方式について説明する。As concrete calculation methods, a Vs fixed method for assuming Vs and Xs and a least square method for simultaneously obtaining Xs and Vs will be described below.
【００２５】まず、Ｖｓ固定方式について説明する。Ｖ
ｓは主系統Ｇ１の内部電圧であり、事故除去後も大きく
変動することなく定格電圧近傍の値を保持する。そこ
で、いま、（９）式において、Ｖｓの値を例えば定格電
圧と仮定する。そして、その仮定値をＶｓａとする。First, the Vs fixing method will be described. V
s is an internal voltage of the main system G1 and holds a value near the rated voltage without largely changing even after the accident is removed. Therefore, in the equation (9), it is assumed that the value of Vs is, for example, the rated voltage. Then, the assumed value is set to Vsa.
【００２６】図５はＶｓ固定方式の場合の推定演算フロ
ーチャートである。状態量Ｖ、Ｐ、Ｑは、一定の周期で
読み込まれるわけであるが、事故除去後の同一時点で
の、制御対象発電所１の高圧母線電圧Ｖ、その電源線４
の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを読み込む（Ｓ１）。
（９）式に背後電圧Ｖｓの仮定値Ｖｓａを代入する（Ｓ
２）。そうすると、Ｘｓは（１０）式に示す二次方程式
の解として求めることができるので、この（１０）式を
解く（Ｓ３）。FIG. 5 is an estimation calculation flowchart in the case of the Vs fixed method. The state quantities V, P, and Q are read at a constant cycle, but the high-voltage bus voltage V of the controlled power plant 1 and its power supply line 4 at the same point in time after the accident is removed.
The active power P and the reactive power Q of are read (S1).
Substituting the assumed value Vsa of the back voltage Vs into the equation (9) (S
2). Then, since Xs can be obtained as a solution of the quadratic equation shown in the equation (10), the equation (10) is solved (S3).
【数式７】 [Formula 7]
【００２７】この（１０）式を解くと、プラス根とマイ
ナス根、あるいはプラス根とプラス根、マイナス根とマ
イナス根となる場合があるが、以下のルールにより、適
切なものをＸｓとして採用する（Ｓ４）。 （ａ）プラス根とマイナス根の場合はプラス根を採用す
る。 （ｂ）プラス根とプラス根の場合は、（５）式に示す電
力方程式を満足する根を採用する。 （ｃ）マイナス根とマイナス根の場合は、解なしとす
る。When this equation (10) is solved, there are cases where a plus root and a minus root, or a plus root and a plus root, and a minus root and a minus root, but an appropriate one is adopted as Xs according to the following rules. (S4). (A) In the case of plus root and minus root, use the plus root. In the case of (b) plus root and plus root, a root that satisfies the power equation shown in equation (5) is adopted. (C) In the case of minus root and minus root, there is no solution.
【００２８】次に、最小２乗方式について説明する。
（９）式において、制御対象発電所１の高圧母線電圧
Ｖ、その電源線４の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを状態変
数とし、外部リアクタンスＸｓ、その背後電圧Ｖｓを変
化しないパラメータと仮定すると、状態量Ｐ、Ｑ、Ｖの
観測値と、Ｘｓ、Ｖｓとの間には（１１）式の関係が成
り立つ。Next, the least square method will be described.
In equation (9), assuming that the high voltage bus voltage V of the controlled power plant 1, the active power P and the reactive power Q of the power supply line 4 are state variables, and the external reactance Xs and the back voltage Vs thereof are parameters that do not change, The relationship of the equation (11) is established between the observed values of the state quantities P, Q, V and Xs, Vs.
【数式８】 [Formula 8]
【００２９】いま、状態量Ｐ、Ｑ、Ｖの観測値をｎ個、
誤差関数（評価関数）を（１２）式、すなわち各々のサ
ンプル値（Ｐｉ、Ｑｉ、Ｖｉ）に対する（１１）式の誤
差の総和とすると、（１２）式を最小とするＸｓ、Ｖｓ
の推定値は、以下の流れにより求めることができる。こ
れは、最小２乗法によるパラメータＸｓ、Ｖｓの推定問
題であり、誤差関数が非線形であるため、繰返し計算が
必要になる。Now, n observation values of the state quantities P, Q and V are
Assuming that the error function (evaluation function) is the expression (12), that is, the sum of the errors of the expression (11) for each sample value (Pi, Qi, Vi), Xs and Vs that minimize the expression (12).
The estimated value of can be obtained by the following flow. This is a problem of estimating the parameters Xs and Vs by the method of least squares, and since the error function is non-linear, iterative calculation is required.
【数式９】 [Formula 9]
【００３０】初期値の設定方法としては以下の２つが考
えられる。 （ａ）Ｘｓ、Ｖｓとも事前設定値を用いる。 （ｂ）Ｖｓは、事前に設定された仮定値、例えば定格電
圧を使用する。Ｘｓは、上述のＶｓ固定方式で推定した
値を用いる。The following two methods can be considered as the method of setting the initial value. (A) A preset value is used for both Xs and Vs. (B) For Vs, a preset hypothetical value, for example, a rated voltage is used. As Xs, a value estimated by the Vs fixed method described above is used.
【００３１】図６は、Ｘｓ、Ｖｓとも事前設定値を用い
た場合の最小２乗方式の第１の推定演算フローチャート
である。まず、事故除去後の同一時点での、制御対象発
電所１の高圧母線電圧Ｖｉ、その電源線４の有効電力Ｐ
ｉ及び無効電力Ｑｉを読み込む（Ｓ１）。そして、（１
２）式に外部リアクタンスＸｓ及びその背後電圧Ｖｓの
初期値Ｘｓ（０）及びＶｓ（０）を代入する（Ｓ２）。
次に、（１３）式により各々のサンプル時点での推定誤
差Ｒｉを計算する（Ｓ３）。FIG. 6 is a first estimation calculation flowchart of the least-squares method when the preset values are used for both Xs and Vs. First, the high-voltage bus voltage Vi of the controlled power plant 1 and the active power P of the power supply line 4 at the same point in time after the accident is removed.
i and reactive power Qi are read (S1). And (1
The external reactance Xs and the initial values Xs (0) and Vs (0) of the background voltage Vs are substituted into the equation (2) (S2).
Next, the estimation error Ri at each sampling time is calculated by the equation (13) (S3).
【数式１０】 [Formula 10]
【００３２】各々のサンプル時点の外部リアクタンスＸ
ｓ、その背後電圧Ｖｓに対する偏微分係数計算を（１
４）式にしたがって行う（Ｓ４）。External reactance X at each sampling time point
s, the partial differential coefficient for the voltage Vs behind it is calculated as (1
It is performed according to the equation (4) (S4).
【数式１１】 [Formula 11]
【００３３】（１５）式を解いて、Ｘｓ、Ｖｓの修正量
ΔＸｓ、ΔＶｓを求める（Ｓ５）。By solving the equation (15), the correction amounts ΔXs and ΔVs of Xs and Vs are obtained (S5).
【数式１２】 [Equation 12]
【００３４】（１６）式を用いて、Ｘｓ、Ｖｓを更新す
る（Ｓ６）。（１６）式中の（ｍ）はｍ回目の繰返しを
表している。Xs and Vs are updated using the equation (16) (S6). (M) in the equation (16) represents the m-th repetition.
【数式１３】 [Formula 13]
【００３５】そして、（１７）式を用いて収束判定演算
を行う（Ｓ７）。その演算の結果、収束していればステ
ップＳ９に進み、収束していなければステップＳ２に戻
る（Ｓ８）。Then, a convergence judgment operation is performed using the equation (17) (S7). As a result of the calculation, if converged, the process proceeds to step S9, and if not converged, the process returns to step S2 (S8).
【数式１４】 [Formula 14]
【００３６】収束している場合には、その最終値を外部
リアクタンスＸｓ、その背後電圧Ｖｓの推定値とする。If it has converged, its final value is used as the estimated value of the external reactance Xs and its back voltage Vs.
【００３７】次に、図７は、Ｖｓについては事前に設定
された仮定値、例えば定格電圧を使用し、Ｘｓについて
は、上述のＶｓ固定方式で推定した値を用いた場合の最
小２乗方式の第２の推定演算フローチャートである。図
６に示したＸｓ、Ｖｓとも事前設定値を用いた場合の最
小２乗方式の第１の推定演算フローチャートと異なる点
は、ステップＳ２において、図５に示したＶｓ固定方式
の演算フローチャートで推定したＸｓの推定値を（１
２）式に代入するようにした点である。その他は、図６
に示した演算フローチャート同一であるので、その説明
は省略する。Next, FIG. 7 shows a method of least squares when Vs is a preset hypothetical value, for example, a rated voltage, and Xs is a value estimated by the above Vs fixed method. 2 is a second estimation calculation flowchart of FIG. The difference from the first estimation calculation flow chart of the least squares method in the case where the preset values are used for both Xs and Vs shown in FIG. 6 is that the estimation is performed in the calculation flow chart of the Vs fixed method shown in FIG. 5 in step S2. The estimated value of Xs
This is a point that is substituted into the equation (2). Others are shown in FIG.
Since it is the same as the calculation flowchart shown in FIG.
【００３８】次に、図１は本発明の外部リアクタンス推
定装置７を電力系統に適用したブロック構成図を示す。
制御対象発電所１の複数台の発電機２ａ〜２ｎは高圧母
線３に接続され、電源線４ａ、４ｂを介して主電力系統
５に電力を供給している。高圧母線３の高圧母線電圧Ｖ
は電圧変成器ＰＴで検出され、状態量検出装置６に入力
される。一方、電源線４ａ及び電源線４ｂにはそれぞれ
電流変成器ＣＴａ、ＣＴｂが設けられ、電源線４を流れ
る電源線電流Ｉが検出されて、状態量検出装置６に入力
されている。Next, FIG. 1 shows a block configuration diagram in which the external reactance estimating device 7 of the present invention is applied to a power system.
The plurality of generators 2a to 2n of the controlled power plant 1 are connected to the high-voltage bus 3 and supply power to the main power system 5 via the power lines 4a and 4b. High voltage bus voltage V of high voltage bus 3
Is detected by the voltage transformer PT and input to the state quantity detection device 6. On the other hand, current transformers CTa and CTb are provided on the power supply line 4a and the power supply line 4b, respectively, and the power supply line current I flowing through the power supply line 4 is detected and input to the state quantity detection device 6.
【００３９】状態量検出装置６は、検出された高圧母線
電圧Ｖ及び電源線電流Ｉを一定の周期でサンプリングし
て入力し、入力した高圧母線電圧Ｖ及び電源線電流Ｉに
基づいて、電源線４の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを算出
する。この算出は、例えば２０ｍｓ程度の定周期で行わ
れる。そして、外部リアクタンス推定装置７に対し、高
圧母線電圧Ｖ、電源線４の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを
出力する。外部リアクタンス推定装置７は、電力系統の
安定化を図るための系統安定化装置に対して、制御対象
発電所１から主電力系統５を見たときの外部リアクタン
スＸｓを算出するものである。The state quantity detection device 6 samples and inputs the detected high voltage bus voltage V and power line current I at a constant cycle, and based on the input high voltage bus voltage V and power line current I, the power line. 4 to calculate the active power P and the reactive power Q. This calculation is performed, for example, at a fixed cycle of about 20 ms. Then, the high-voltage bus voltage V, the active power P and the reactive power Q of the power supply line 4 are output to the external reactance estimation device 7. The external reactance estimation device 7 calculates the external reactance Xs when the main power system 5 is viewed from the controlled power plant 1 with respect to the system stabilization device for stabilizing the power system.
【００４０】図２に、外部リアクタンス推定装置７のブ
ロック構成図を示す。外部リアクタンス推定装置７は、
状態量検出装置７からの高圧母線電圧Ｖ、電源線４の有
効電力Ｐ及び無効電力Ｑを時系列データとして図３に示
すように状態量記憶手段７１に記憶する。すなわち、最
新のデータを図３の上部の時系列番号１に更新記憶し、
それまで時系列番号１に記憶されていたデータを時系列
番号２にシフトして記憶する。したがって、時系列番号
ｍには最古のデータが記憶されていることになり、新た
なデータが入力され時系列番号ｍ−１のデータが時系列
番号ｍにシフトされて来ると、それまで時系列番号ｍに
記憶されていたデータは消去される。FIG. 2 shows a block diagram of the external reactance estimating device 7. The external reactance estimation device 7
The high voltage bus voltage V from the state quantity detecting device 7, the active power P and the reactive power Q of the power supply line 4 are stored as time series data in the state quantity storage means 71 as shown in FIG. That is, the latest data is updated and stored in the time series number 1 in the upper part of FIG.
The data stored until then in time series number 1 is shifted to time series number 2 and stored. Therefore, it means that the oldest data is stored in the time series number m, and when new data is input and the data of the time series number m-1 is shifted to the time series number m, the time is kept until then. The data stored in the sequence number m is deleted.
【００４１】事故除去検出手段７２は、この状態量記憶
手段７１に記憶された時系列データに基づいて、電力系
統に発生した事故が除去されたことを検出する。すなわ
ち、事故中と事故の復旧後とでは電源線４の有効電力Ｐ
又は高圧母線電圧Ｖについての変化があるので、その変
化を検出して事故が除去されたか否かを判定する。そし
て、事故除去検出手段７２が事故の除去を検出したとき
は、演算手段７３は、その事故除去時点以降の時系列デ
ータに基づいて外部リアクタンスを算出する。その算出
方法は、上述のＶｓ固定方式、あるいは最小２乗方式で
算出することになる。The accident elimination detecting means 72 detects that the accident occurring in the electric power system has been eliminated, based on the time series data stored in the state quantity storing means 71. That is, the active power P of the power line 4 during the accident and after the accident is recovered.
Alternatively, since there is a change in the high voltage bus voltage V, the change is detected to determine whether the accident has been eliminated. Then, when the accident removal detecting means 72 detects the removal of the accident, the calculating means 73 calculates the external reactance based on the time-series data after the accident removal time. The calculation method is the above-mentioned Vs fixed method or the least square method.
【００４２】以下、本発明の第１の実施例を説明する。
この第１の実施例は、Ｖｓ固定方式で外部リアクタンス
Ｘｓを算出するようにした場合のものである。The first embodiment of the present invention will be described below.
The first embodiment is a case where the external reactance Xs is calculated by the Vs fixed method.
【００４３】まず、状態量検出装置６は制御対象発電所
１の高圧母線３の高圧母線電圧Ｖと、電源線４の電源線
電流Ｉとを、電圧変成器ＰＴ及び電流変成器ＣＴａ、Ｃ
Ｔｂを介して入力し、高圧母線３の実効値電圧Ｖと電源
線４の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを、２０ｍｓ程度の定
周期で算出し、その結果は外部リアクタンス推定装置７
に入力される。First, the state quantity detecting device 6 calculates the voltage transformer PT and the current transformers CTa and C from the high voltage bus voltage V of the high voltage bus 3 of the controlled power plant 1 and the power line current I of the power line 4.
Input via Tb, the effective value voltage V of the high voltage bus 3 and the active power P and reactive power Q of the power supply line 4 are calculated in a fixed cycle of about 20 ms, and the result is calculated by the external reactance estimation device 7
Is input to
【００４４】外部リアクタンス推定装置７では、定周期
で検出された高圧母線３の高圧母線電圧Ｖと電源線４の
有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを、図３に示したように状態
量記憶手段７１にサイクリックに記憶する。そして、事
故除去検出手段７２は電力系統に事故が発生し、保護継
電器の動作により事故が除去されたことを、状態量記憶
手段７１の時系列データ中の高圧母線電圧Ｖあるいは電
源線４の有効電力Ｐの変化により検出し、一定時間経過
後、事故除去時点を表す時系列番号と推定演算の起動信
号を演算手段７３に入力する。In the external reactance estimating device 7, the high voltage bus voltage V of the high voltage bus 3 and the active power P and reactive power Q of the power supply line 4 detected in a constant cycle are stored in the state quantity storage means 71 as shown in FIG. Memorize cyclically. Then, the accident removal detection means 72 indicates that an accident has occurred in the power system and that the accident has been removed by the operation of the protective relay, that the high voltage bus voltage V or the power supply line 4 in the time series data of the state quantity storage means 71 is valid. It is detected by the change in the electric power P, and after a lapse of a certain time, a time series number indicating the time point of eliminating the accident and a start signal for the estimation calculation are input to the calculation means 73.
【００４５】演算手段７３では、この演算起動信号によ
り、状態量記憶手段７１に記憶されている状態量Ｖ、
Ｐ、Ｑの時系列データを入力し、事故除去時点以降のデ
ータを用いて、（１０）式を満足する外部リアクタンス
を、図５の演算フローチャート従って求める。たとえ
ば、図４に示すように、事故除去検出手段７２が事故除
去時点として時系列番号５を検出したとした場合、演算
手段７３はそれ以降のデータである時系列番号１から時
系列番号４のデータのいずれかを使用することになる。
したがって、ただ一点の状態量Ｖ、Ｐ、Ｑを用いて演算
手段７３は外部リアクタンスの推定演算を行うことにな
るので、事故除去後に高速に外部リアクタンスの推定値
を得ることができる。この場合、時系列番号１から時系
列番号４のデータの事故除去時点に最も近い時系列番号
４のデータを使用するようにしておくと、事故除去直後
のデータに基づいて外部リアクタンスの演算を行うこと
ができるので、さらに高速化が図れる。In the calculation means 73, the state quantity V stored in the state quantity storage means 71 is calculated by the calculation start signal.
The time series data of P and Q are input, and the external reactance satisfying the equation (10) is obtained according to the calculation flowchart of FIG. For example, as shown in FIG. 4, when the accident removal detection means 72 detects the time series number 5 as the accident removal time point, the calculation means 73 uses the data from the time series number 1 to the time series number 4 for the subsequent data. Will use one of the data.
Therefore, the calculation means 73 performs the estimation calculation of the external reactance using only one state quantity V, P, Q, so that the estimated value of the external reactance can be obtained at high speed after the accident is eliminated. In this case, if the data of the time series number 4 closest to the accident elimination time of the data of the time series numbers 1 to 4 is used, the external reactance is calculated based on the data immediately after the accident elimination. Therefore, the speed can be further increased.
【００４６】また、事故除去時点以降の時系列データの
それぞれに対し、（１０）式を満足する外部リアクタン
スＸｓｉを、図５の演算フローチャート従って求める。
そして、各々の時点での外部リアクタンスＸｓｉの平均
値を外部リアクタンスＸｓとして算出する。たとえば、
時系列番号１から時系列番号４までの状態量ＶＩ、Ｐ
ｉ、Ｑｉ（ｉ＝１〜４）に基づいて、それぞれ外部リア
クタンスＸｓｉ（ｉ＝１〜４）を求め、その平均値を外
部リアクタンスＸｓとして系統安定化装置に出力する。
したがって、この場合には複数点の状態量Ｖ、Ｐ、Ｑを
用いて、外部リアクタンスを求め、その平均値を最終の
外部リアクタンスの推定値とするので、より信頼性の高
い推定結果を得られる。Further, the external reactance Xsi satisfying the equation (10) is obtained for each of the time-series data after the time of eliminating the accident according to the calculation flowchart of FIG.
Then, the average value of the external reactance Xsi at each time point is calculated as the external reactance Xs. For example,
State quantities VI and P from time series number 1 to time series number 4
External reactance Xsi (i = 1 to 4) is calculated based on i and Qi (i = 1 to 4), and the average value is output to the system stabilizer as external reactance Xs.
Therefore, in this case, since the external reactance is obtained using the state quantities V, P, and Q at a plurality of points and the average value thereof is used as the final estimated value of the external reactance, a more reliable estimation result can be obtained. .
【００４７】次に、本発明の第２の実施例を説明する。
この第２の実施例は、最小２乗方式で外部リアクタンス
Ｘｓを算出するようにした場合のものである。Next, a second embodiment of the present invention will be described.
The second embodiment is a case where the external reactance Xs is calculated by the least square method.
【００４８】初期値として、外部リアクタンスＸｓの初
期値Ｘｓ（０）とその背後電圧Ｖｓの初期値Ｖｓ（０）
とを予め入力し、一方、時系列データとして、事故除去
以降に各々の読み込み時点で読み込まれた制御対象発電
所１の高圧母線電圧Ｖｉ、制御対象発電所１の電源線４
の有効電力Ｐｉ、制御対象発電所１の電源線４の無効電
力Ｑｉを用い、最小２乗法により（１２）式の誤差関数
を最小とする外部リアクタンスＸｓとその背後電圧Ｖｓ
とを算出する。As an initial value, an initial value Xs (0) of the external reactance Xs and an initial value Vs (0) of the background voltage Vs thereof.
On the other hand, as the time series data, the high voltage bus voltage Vi of the controlled power plant 1 read at each reading time after the accident elimination and the power line 4 of the controlled power plant 1 are read as time series data.
Of the external reactance Xs that minimizes the error function of equation (12) by the least squares method using the active power Pi of the above and the reactive power Qi of the power supply line 4 of the controlled power plant 1 and the voltage Vs behind it.
And calculate.
【００４９】演算手段７３では、図６に示す第１の最小
２乗方式による外部リアクタンス推定演算フローチャー
トが実行される。すなわち、演算手段７３は、事故除去
検出手段７２からの演算起動信号を入力すると、状態量
検出手段７１に記憶されている現状の状態量Ｖｉ、Ｐ
ｉ、Ｑｉの時系列データを入力する。一方、外部リアク
タンスの初期値Ｘｓ（０）とその背後電圧の初期値Ｖｓ
（０）とを入力する。そして、事故除去後に入力された
複数点の時系列データを用いて、（１２）式の誤差関数
を最小にする外部リアクタンスＸｓと、その背後電圧Ｖ
ｓとを図６に示す演算フローチャートにより求める。た
とえば、図４の時系列データでは、事故除去後、すなわ
ち、時系列番号１から時系列番号４までの状態量Ｖｉ、
Ｐｉ、Ｑｉ（ｉ＝１〜４）に基づいて、外部リアクタン
スＸｓと背後電圧Ｖｓとが推定される。そして、外部リ
アクタンスＸｓの推定結果は、系統安定化装置に入力さ
れ、安定化制御が実施される。The calculation means 73 executes the external reactance estimation calculation flowchart according to the first least square method shown in FIG. That is, the arithmetic means 73 receives the arithmetic activation signal from the accident removal detecting means 72, and the current state quantities Vi, P stored in the state quantity detecting means 71.
Input time series data of i and Qi. On the other hand, the initial value Xs (0) of the external reactance and the initial value Vs of the voltage behind it.
Enter (0). Then, the external reactance Xs that minimizes the error function of the equation (12) and the voltage V
s and s are obtained by the calculation flowchart shown in FIG. For example, in the time series data of FIG. 4, after the accident is eliminated, that is, the state quantities Vi from time series number 1 to time series number 4,
The external reactance Xs and the back voltage Vs are estimated based on Pi and Qi (i = 1 to 4). Then, the estimation result of the external reactance Xs is input to the system stabilizing device, and stabilization control is performed.
【００５０】この場合には、事故除去後に検出した複数
点の状態量Ｖｉ、Ｐｉ、Ｑｉに基づいて、外部リアクタ
ンスＸｓと共にその背後電圧Ｖｓも推定することができ
るので、主電力系統５側の電圧が変化した場合も、高精
度な推定結果を得ることができる。従って、この結果を
系統安定化装置に入力するので、より高精度な安定化制
御が可能となる。In this case, since the external reactance Xs as well as the background voltage Vs can be estimated based on the state quantities Vi, Pi, Qi at a plurality of points detected after the accident is removed, the voltage on the main power system 5 side can be estimated. Even when changes occur, highly accurate estimation results can be obtained. Therefore, since this result is input to the system stabilizing device, more accurate stabilization control can be performed.
【００５１】次に、外部リアクタンスＸｓの初期値Ｘｓ
（０）として、Ｖｓ固定方式で求めた外部リアクタンス
の値を用い、最小２乗法により外部リアクタンスＸｓと
その背後電圧Ｖｓとを算出するようにしてもよい。Next, the initial value Xs of the external reactance Xs
As (0), the value of the external reactance obtained by the Vs fixed method may be used to calculate the external reactance Xs and the voltage Vs behind it by the least square method.
【００５２】この場合、演算手段７３では、図７に示す
最小２乗方式による第２の外部リアクタンス推定演算フ
ローチャートが実行される。演算手段７３は事故除去検
出手段７２からの演算起動信号を入力すると、状態量検
出手段７１に記憶されている現状の状態量Ｖｉ、Ｐｉ、
Ｑｉの時系列データを入力する。一方、Ｖｓ固定方式で
求めた外部リアクタンスの値を初期値として入力する。
そして、事故除去後に入力された複数点の時系列データ
を用いて、（１２）式の誤差関数を最小にする外部リア
クタンスＸｓと、その背後電圧Ｖｓとを図６に示す演算
フローチャートにより求める。In this case, the calculation means 73 executes the second external reactance estimation calculation flowchart by the least square method shown in FIG. When the operation starting signal from the accident removal detecting means 72 is input, the calculating means 73 receives the current state quantities Vi, Pi, which are stored in the state quantity detecting means 71.
Input Qi time series data. On the other hand, the value of the external reactance obtained by the Vs fixed method is input as the initial value.
Then, using the time-series data of a plurality of points input after the accident elimination, the external reactance Xs that minimizes the error function of the equation (12) and the back voltage Vs thereof are obtained by the calculation flowchart shown in FIG.
【００５３】すなわち、事故除去直後に最初に入力した
状態量Ｖｉ、Ｐｉ、Ｑｉに基づいてステップＳ２によ
り、Ｖｓ固定方式で外部リアクタンスＸｓの初期値を求
める。次に、事故除去後に検出された全ての時系列デー
タより（１２）式の誤差関数を最小とする外部リアクタ
ンスＸｓとその背後電圧ＶｓがステップＳ３〜Ｓ８によ
り求められる。たとえば、図４の時系列データでは、事
故除去直後に最初に入力した状態量Ｖｉ、Ｐｉ、Ｑｉ
（ｉ＝４）に基づいてステップＳ２により、Ｖｓ固定方
式で外部リアクタンスＸｓの初期値Ｘｓ（０）が求めら
れる。そして、事故除去以降に入力した全ての時系列デ
ータＶｉ、Ｐｉ、Ｑｉ（ｉ＝１〜４）に基づいて（１
２）式の誤差関数を最小とする外部リアクタンスＸｓと
その背後電圧ＶｓがステップＳ３〜Ｓ８により推定され
ることになる。その推定結果は系統安定化装置に入力さ
れ、安定化制御が実施される。That is, the initial value of the external reactance Xs is determined by the Vs fixing method in step S2 on the basis of the state quantities Vi, Pi, Qi first input immediately after the accident elimination. Next, the external reactance Xs that minimizes the error function of the equation (12) and the background voltage Vs behind it are obtained from steps S3 to S8 from all the time-series data detected after the accident elimination. For example, in the time-series data of FIG. 4, the state quantities Vi, Pi, and Qi that were first input immediately after the accident was cleared.
Based on (i = 4), in step S2, the initial value Xs (0) of the external reactance Xs is obtained by the Vs fixed method. Then, based on all the time-series data Vi, Pi, Qi (i = 1 to 4) input after the accident elimination, (1
The external reactance Xs that minimizes the error function of the equation (2) and the voltage Vs behind it are estimated in steps S3 to S8. The estimation result is input to the system stabilizing device and stabilization control is performed.
【００５４】この場合は、最小２乗法で用いる外部リア
クタンスＸｓの初期値をＶｓ固定方式で求め、収束計算
を行うようにしたので、最小２乗法の収束性が向上し、
信頼性の高い推定結果を得ることができる。In this case, since the initial value of the external reactance Xs used in the least squares method is obtained by the Vs fixed method and the convergence calculation is performed, the convergence of the least squares method is improved,
It is possible to obtain a highly reliable estimation result.
【００５５】[0055]
【発明の効果】以上のように本発明によれば、制御対象
発電所で計測した高圧母線電圧と電源線電流により、制
御対象発電所の高圧母線から見た外部リアクタンスをオ
ンラインで推定演算することができるので、この結果を
系統安定化装置に入力することにより、精度の高い安定
化制御が実現できる。As described above, according to the present invention, the external reactance viewed from the high voltage bus bar of the controlled power plant is estimated and calculated online from the high voltage bus voltage and the power line current measured at the controlled power plant. Therefore, by inputting this result to the system stabilizing device, highly accurate stabilization control can be realized.
【００５６】また、外部リアクタンスの推定演算にあた
り、Ｖｓ固定方式で事故除去直後の高圧母線電圧Ｖｉ、
電源線有効電力Ｐｉ、電源線無効電力Ｑｉを用いて演算
するようにすれば、その推定演算が早くなる。また、事
故除去以降の複数の時系列データＶｉ、Ｐｉ、Ｑｉ（ｉ
＝１〜ｉ）を用いてそれぞれの時点での外部リアクタン
スＸｉを演算し、その平均値をとるようにすれば、より
精度の良い外部リアクタンスを得ることができる。一
方、最小２乗方式で演算すれば外部リアクタンスＸＳの
背後電圧Ｖｓも同時に推定することができるので、主電
力系統側の電圧が変化した場合でも高精度の外部リアク
タンスを推定することができる。また、Ｖｓ固定方式で
得られた外部リアクタンスを初期値として使用するとさ
らに高精度の外部リアクタンスを得ることができる。Further, in estimating the external reactance, the high voltage bus voltage Vi immediately after the accident is eliminated by the Vs fixed method,
If the power line active power Pi and the power line reactive power Qi are used for the calculation, the estimation calculation becomes faster. In addition, a plurality of time series data Vi, Pi, Qi (i
= 1 to i), the external reactance Xi at each time point is calculated, and the average value thereof is calculated, whereby a more accurate external reactance can be obtained. On the other hand, since the back voltage Vs of the external reactance XS can be estimated at the same time by performing the calculation using the least squares method, it is possible to estimate the external reactance with high accuracy even when the voltage on the main power system side changes. Further, if the external reactance obtained by the Vs fixed method is used as an initial value, a more accurate external reactance can be obtained.
【図１】本発明の外部リアクタンス推定装置を電力系統
に適用したブロック構成図FIG. 1 is a block configuration diagram in which an external reactance estimation device of the present invention is applied to a power system.
【図２】本発明の外部リアクタンス推定装置のブロック
構成図FIG. 2 is a block configuration diagram of an external reactance estimation device of the present invention.
【図３】本発明の状態量記憶手段に記憶された状態量の
時系列データの説明図FIG. 3 is an explanatory diagram of time series data of a state quantity stored in a state quantity storage means of the present invention.
【図４】本発明の時系列データ上で事故除去時点を示し
た説明図FIG. 4 is an explanatory diagram showing the time when an accident is removed on the time-series data of the present invention.
【図５】本発明でのＶｓ固定方式による外部リアクタン
ス推定演算フローチャートFIG. 5 is a flow chart of an external reactance estimation calculation by the Vs fixing method according to the present invention.
【図６】本発明の最小２乗方式による第１の外部リアク
タンス推定演算フローチャートFIG. 6 is a first external reactance estimation calculation flowchart according to the least squares method of the present invention.
【図７】本発明の最小２乗方式による第２の外部リアク
タンス推定演算フローチャートFIG. 7 is a second external reactance estimation calculation flowchart according to the least squares method of the present invention.
【図８】複数台の発電機が集中した制御対象発電所から
主電力系統に電力を供給するようにした電力系統の説明
図FIG. 8 is an explanatory diagram of a power system in which power is supplied from a controlled power plant in which a plurality of generators are concentrated to a main power system.
【図９】図８に示した電力系統の系統モデルの説明図9 is an explanatory diagram of a system model of the power system shown in FIG.
１ 制御対象発電所 ２ 発電機 ３ 高圧母線 ４ 電源線 ５ 主電力系統 ６ 状態量検出装置 ７ 外部リアクタンス推定装置 ７１ 状態量記憶手段 ７２ 事故除去検出手段 ７３ 演算手段 1 Controlled Power Plant 2 Generator 3 High-voltage Bus 4 Power Line 5 Main Power System 6 State Quantity Detection Device 7 External Reactance Estimator 71 State Quantity Storage Means 72 Accident Removal Detection Means 73 Computing Means
Claims (6)
所から主電力系統に電力を供給するようにした電力系統
の安定化を図るための系統安定化装置に前記制御対象発
電所から前記主電力系統を見たときの外部リアクタンス
を算出する電力系統の外部リアクタンス推定装置におい
て、前記制御対象発電所の高圧母線の電圧と前記制御対
象発電所の電源線の有効電力及び無効電力を一定周期で
読み込み時系列データとして記憶するための状態量記憶
手段と、前記状態量記憶手段に記憶された前記時系列デ
ータに基づいて前記電力系統に発生した事故が除去され
たことを検出する事故除去検出手段と、前記事故除去検
出手段が前記事故の除去を検出したときはその事故除去
時点以降の前記時系列データに基づいて前記外部リアク
タンスを算出する演算手段とを備えたことを特徴とする
電力系統の外部リアクタンス推定装置。1. A system stabilizing device for supplying power to a main power system from a controlled power plant, in which a plurality of generators are concentrated, to a system stabilizing device for stabilizing the power system from the controlled power plant. In an external reactance estimating device of a power system for calculating an external reactance when looking at a main power system, a voltage of a high voltage busbar of the controlled power plant and active power and reactive power of a power line of the controlled power plant are set at a constant cycle. A state quantity storage means for reading and storing as time series data, and an accident removal detection for detecting that an accident that has occurred in the power system has been removed based on the time series data stored in the state quantity storage means. And means for calculating the external reactance based on the time-series data after the accident elimination time when the accident elimination detecting means detects elimination of the accident. An external reactance estimating device for a power system, comprising: a calculating means.
る前記制御対象発電所の高圧母線の電圧をＶ、前記制御
対象発電所の電源線の有効電力をＰ、前記制御対象発電
所の電源線の無効電力をＱとし、前記外部リアクタンス
背後電圧の仮定値をＶｓａとしたとき、下記式で前記外
部リアクタンスを算出するようにしたことを特徴とする
請求項１に記載の電力系統の外部リアクタンス推定装
置。 【数式１】 2. The calculation means is V for the voltage of the high-voltage bus of the controlled power plant that is the time-series data, P for active power of the power supply line of the controlled power plant, and for the power source of the controlled power plant. The external reactance of the electric power system according to claim 1, wherein the external reactance is calculated by the following equation when the reactive power of the line is Q and the assumed value of the external reactance back voltage is Vsa. Estimator. [Formula 1]
直後の前記制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖ、前記制
御対象発電所の電源線の有効電力Ｐ、前記制御対象発電
所の電源線の無効電力Ｑを用いたことを特徴とする請求
項２に記載の電力系統の外部リアクタンス推定装置。3. As the time-series data, the voltage V of the high voltage bus bar of the controlled power plant immediately after the accident removal, the active power P of the power line of the controlled power plant, the power line of the controlled power plant The external reactance estimating device for a power system according to claim 2, wherein the reactive power Q is used.
以降の各々の読み込み時点で読み込まれた前記事故除去
直後の前記制御対象発電所の高圧母線の電圧Ｖｉ、前記
制御対象発電所の電源線の有効電力Ｐｉ、前記制御対象
発電所の電源線の無効電力Ｑｉを用い、前記各々の時点
での外部リアクタンスＸｓｉを算出し、それらの平均値
を前記外部リアクタンスとして算出するようにしたこと
を特徴とする請求項２に記載の電力系統の外部リアクタ
ンス推定装置。4. As the time-series data, the voltage Vi of the high-voltage bus bar of the controlled power plant immediately after the accident removal, which is read at each reading time point after the accident removal, and the power line of the controlled power plant. The external reactance Xsi at each time point is calculated using the active power Pi and the reactive power Qi of the power supply line of the controlled power plant, and the average value thereof is calculated as the external reactance. The external reactance estimating device for a power system according to claim 2.
以降の各々の読み込み時点で読み込まれた前記制御対象
発電所の高圧母線の電圧Ｖｉ、前記制御対象発電所の電
源線の有効電力Ｐｉ、前記制御対象発電所の電源線の無
効電力Ｑｉを用い、最小２乗法により下記式の誤差関数
を最小とする外部リアクタンスＸｓとその背後電圧Ｖｓ
とを算出するようにしたことを特徴とする請求項１に記
載の電力系統の外部リアクタンス推定装置。 【数式２】 5. As the time-series data, the voltage Vi of the high voltage busbar of the controlled power plant read at each reading time point after the accident elimination, the active power Pi of the power line of the controlled power plant, Using the reactive power Qi of the power supply line of the controlled power plant, the external reactance Xs and the voltage Vs behind it which minimize the error function of the following equation by the method of least squares.
The external reactance estimating device for a power system according to claim 1, wherein: [Formula 2]
クタンスＸｓを初期値として、最小２乗法により外部リ
アクタンスＸｓとその背後電圧Ｖｓとを算出するように
したことを特徴とする請求項５に記載の電力系統の外部
リアクタンス推定装置。6. The external reactance Xs and the voltage Vs behind it are calculated by the least square method using the external reactance Xs obtained in any one of claims 2 to 4 as an initial value. An external reactance estimating device for a power system according to.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP7087725A JPH08265979A (en) | 1995-03-22 | 1995-03-22 | External reactance estimator for power system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP7087725A JPH08265979A (en) | 1995-03-22 | 1995-03-22 | External reactance estimator for power system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08265979A true JPH08265979A (en) | 1996-10-11 |
Family
ID=13922897
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP7087725A Pending JPH08265979A (en) | 1995-03-22 | 1995-03-22 | External reactance estimator for power system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08265979A (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH10322907A (en) * | 1997-05-22 | 1998-12-04 | Mitsubishi Electric Corp | Power system simulator |
| JP2015037378A (en) * | 2013-08-16 | 2015-02-23 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | Systems and methods for swing angle estimation in electrical power system |
-
1995
- 1995-03-22 JP JP7087725A patent/JPH08265979A/en active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH10322907A (en) * | 1997-05-22 | 1998-12-04 | Mitsubishi Electric Corp | Power system simulator |
| JP2015037378A (en) * | 2013-08-16 | 2015-02-23 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | Systems and methods for swing angle estimation in electrical power system |
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